特稠油原油脱水工艺流程及参数分析1.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流特稠油原油脱水工艺流程及参数分析1.精品文档.新疆油田公司特稠油原油脱水工艺流程及参数分析姓 名：钟良指导教师：胡新玉单 位：风城油田作业区时 间：2012年8月摘要1#特稠油联合处理站是风城油田地面集输系统的重要组成部分，承担着油田各稠油区块的原油处理以及污水处理、原油外运交接等任务。风城油田稠油具有密度大、黏度高、沥青质和胶质含量高等特点，原油乳化液基本是由少量的W/O乳状液和深黄色的O/W乳状液两种类型并存或者更为复杂的多重乳液，采出液中油水中间层明显增加。所有这些因素导致了稠油采出液稳定性强，油水分离困难。本文针对稠油脱水所遇到的困难

2、，根据现有生产工艺技术和2011年生产运行的数据，分析了加药浓度、掺蒸汽温度、沉降时间等对原油脱水的影响,从而分析取得合理的运行参数;针对目前特一联原油处理能力超过100万吨，油田来液量大，开展了掺柴油试验。根据掺柴的数据结果,分析了掺柴对原油脱水的影响,保证原油处理系统能够安全，高效地运行。关键词：特稠油；脱水工艺；加药浓度；沉降时间；掺柴油；降粘目录1 绪论11.1 分析目的及意义11.2 国内外主要稠油脱水工艺技术现状11.3 论文主体思路11.4 1#特稠油联合处理站简介22 工艺流程现状22.1 管汇间32.1.1 管汇间来液情况32.1.2 来液温度及压力42.2 加药工艺42.2

3、.1 加药工艺流程42.2.2 加药位置52.3 除砂工艺52.3.1 除砂间工艺流程52.3.2 各项性能指标62.3.3 水力旋流除砂装置工作原理62.4 沉降罐油水分离72.4.1 沉降罐油水分离过程72.4.2 沉降罐负压排泥装置原理及运行参数82.5 净化罐采收工艺82.5.1 采收工艺及参数确定82.6 提升工艺流程及设备92.6.1 综合泵房工艺流程92.6.2 转油泵房工艺流程102.7 加热工艺102.7.1 掺蒸汽加热102.7.2 热媒炉加热原理113 工艺参数分析113.1 来液量及油量123.1.1 来液量和油量与加药浓度关系曲线123.1.2 来液对原油脱水的影响1

4、23.2 温度123.2.1 来液温度123.2.2 二段掺蒸汽温度133.2.3 温度对原油脱水的影响143.3 来液压力143.4 加药浓度与含水率143.4.1 加药对原油脱水的影响143.5 二段沉降时间153.5.1 沉降时间曲线153.5.2 沉降时间与原油含水率153.5.3 沉降时间对原油脱水的影响164 掺柴油试验情况164.1 室内掺柴降粘试验164.2 室内掺柴油脱水试验174.3 现场动态掺柴油试验情况194.3.1 掺柴前后粘度变化194.3.2 掺柴前后沉降罐和提升泵含水率214.3.3 掺柴前后净化罐沉降时间214.3.4 掺柴前后破乳剂用量224.3.5 掺柴后

5、药剂成本235 结论与认识246 谢辞257 参考文献261 绪论1.1 分析目的及意义稠油脱水工艺是稠油集输工艺流程中的一个重要环节，它与油田地面生产的各个环节都有着联系。本文分析的目的是弄清原油脱水工艺流程，分析各参数对原油脱水的影响，并且优化生产参数。从而保证原油处理系统能够安全，高效地运行。1.2 国内外主要稠油脱水工艺技术现状各稠油油田不断进行原油脱水工艺技术的研究和生产实践，设计并推广应用了适合各自油田油品性质和油水乳状液特点的综合破乳方法以及分段原油脱水工艺。国内外应用的稠油脱水技术相差不大，主要有下面几种技术：1、热化学沉降脱水1该工艺技术是将含水原油加热到一定温度，并在乳状液

6、中加入适量的破乳剂充分混合。破乳剂利用自身的分散性到达油-水界面膜上，降低油水界面表面张力，从而破坏乳状液的稳定性，使得小液滴破裂，小水滴聚结，以达到油水分离的目的。2、电脱水工艺2电脱水法的基本原理是利用水是导体，油是绝缘体这一物理特性，将W/O型原油乳状液置于电场中，乳状液中的水滴在电场作用下发生变形、聚结而形成大水滴从油中分离出来。用于电破乳的高强度电场有交流电、直流电、交直流电和脉冲供电等数种。3、稠油掺稀脱水3在稠油中掺加稀释剂(稀油、石脑油等)，有利于降低油水的相对密度差和粘度，实现稠油的降粘集输输送和油水的有效分离。该项技术适合应用在稀油资源丰富，或是其它脱水方法不易实施的地方。

7、掺稀脱水虽然可以提高脱水效果，但是由于稀释剂的掺入，影响了稠油和稀释剂的性质。1.3 论文主体思路风城稠油资源约3.7亿吨，具有粘度大、密度高、胶质和沥青质高、采出液稳定性强的特点，稠油的油水分离已成为制约油田生产的技术难题。那么加大对各区块原油的物性和脱水工艺研究，确定合理的运行参数,对解决目前存在的问题具有重要意义。本文的主体思路如下：（1）调研现有的稠油脱水工艺技术；（2）结合1#特稠油处理站实际运行情况，介绍原油脱水工艺流程；（3）根据2011年的来液量、温度、加药量、沉降时间等相关数据，分析原油脱水处理的运行效果；（4）从该过程中分析得出合理的运行参数。（5）根据掺柴油试验情况，分析

8、掺柴对原油脱水的影响。1.4 1#特稠油联合处理站简介风城1#特稠油联合处理站于2008年12月25日正式投产运行，位于世界魔鬼城景区、217国道旁，距离克拉玛依市100km。该站主要承担着风城油田作业区重32、重43、重检3井区、重18井区和SAGD试验区的稠油处理以及稠油污水处理、原油外运交接等任务。原油年处理能力为100104t，污水处理能力为2104m3/d。其平面图如图1-1所示：图1-1 特稠油联合处理站平面图2 工艺流程现状1#特稠油联合处理站原油处理采用二段热化学大罐沉降脱水处理工艺。一段脱水采用常规高位固定式收油槽收油工艺，进入脱水罐的混合液量等于出脱水罐的油、水量之和，油水

9、界面能够维持基本不变，出油、出水是利用型管能量平衡原理，利用油水密度差完成的高位收油和低水高出的功能。脱水罐能做到油走油路、水走水路，实现自身的自动化运行。二段脱水采用静态沉降脱水工艺，收油采用浮动式收油装置，各罐采用导热油盘管进行罐内保温，保持工作罐恒定脱水温度。总体工艺流程是:来液经汇总并加入一段破乳剂(正向)至除砂间，除去粒径大于74m的砂粒，除砂后的原油进入沉降罐沉降，沉降罐原油污水进入9000m3污水调储罐，其低含水原油(含水20%30%)进入毛油缓冲罐进行沉降缓冲，罐底水可以通过泵进行一段回掺，而缓冲罐底水层之上的较低含水原油(含水10%15%)通过泵提升经二段加热装置升温至95后

10、进入净化油罐(67000m3)进行二段沉降脱水。当原油处理合格后从净化罐进行外输。总的工艺流程如下图所示：图2-1 脱水工艺简化流程2.1 管汇间2.1.1 管汇间来液情况管汇来液主要有5个区块，分别为重检3、重32、重18、重43和SAGD试验区。管汇间工艺流程如图2-2所示：图2-2 管汇间工艺流程图2.1.2 来液温度及压力系统来液温度要求控制在85-95，温度不易过高，防止法兰垫变形刺漏或沉降罐因油温过高而冒顶。来液压力设计在0.25-0.3MPa，由于目前特一联处理能力超过100万吨，油田来液量大，实际管汇间运行压力在0.4MPa左右，比设计压力要高。2.2 加药工艺加药间主要负责对

11、采出液进入沉降罐之前加入破乳剂，这种药剂能够破坏油-水界面膜，降低油水界面膜的表面张力，从而破坏乳状液的稳定性，改变乳状液的类型，以达到油水分离的目的。2.2.1 加药工艺流程原油从管汇间出来后加入一段正相破乳剂，经过除砂、沉降罐一段沉降、毛油缓冲罐、提升泵提升后加入二段正向破乳剂来实现破乳。加药工艺流程如图2-3所示，其包含正相加药装置和反相加药装置。图2-3 加药间工艺流程图2.2.2 加药位置加入破乳剂的位置选择也很重要。一般来说，末端加药法是最佳的，在末端加入破乳剂，经地面管线的搅拌，使采出液与破乳剂充分混合，防止W/O型原油乳状液的生成。虽然末端加药能起到很好的效果，但由于风城稠油地

12、层与井口温度较高（160-200），而非离子型破乳剂最高承受温度为130，过高的温度反而会使破乳剂失效。所以作业区目前主要采取的破乳剂加药方式是原油处理站的集中加药处理方式。该站分别在管汇间出口至除砂间进行一段加药，毛油缓冲罐出口至净化油罐进行二段加药并掺蒸汽，两段加药提高了原油破乳效果，降低了原油含水率。2.3 除砂工艺除砂间主要是将来液中的砂分离出来，并进行清洗，装置配有除砂器、洗砂器、集砂器、液下泵、污油泵、砂池。2.3.1 除砂间工艺流程流程图如图2-4所示：图2-4 除砂间流程图来液经进口汇管（1）进入除砂器（2）进行油砂分离，分离后的含油砂排入联合砂池（3）中。启动液下泵1（4）将

13、含油砂经洗砂器进口管（5）提升至洗砂器（6）进行清洗分离，分离后的液体由洗砂器出口管（7）排回联合砂池（3）。然后启动液下泵2（8）将清洗过的砂粒经集砂器进口管（9）提升入集砂器（10）进行二级清洗分离，分离后的液体由集砂器出口管（11）返回联合砂池（3），砂粒沉积后排出外运。而砂池中的洗砂污水依次流入污油池，由污油泵输回系统。2.3.2 各项性能指标性能指标如表2-1所示：表2-1 性能指标处理液量m3/d洗砂粒径m洗净砂含油mg/kg最高工作压力MPa最高工作温度输入功率KW300007430000.61009212台DN400除砂器。最大处理液量30000m3/d；设计压力0.6MPa；

14、设计温度120；除砂粒径：74mm。粒径74m进站采出液除砂选择水力旋流除砂装置，砂粒径74m的携砂为进站总体砂量的40%；粒径74-0.1m占总体砂量40%的进站采出液携砂进入一段沉降罐进行洗砂及重力沉降后沉积于罐底，罐底沉砂采用负压排泥装置进行清除；粒径0.1m以下的20%进站采出液携砂进入净化油罐（二段沉降罐），通过洗砂沉积在二段沉降罐底部，而此部分砂定期采用人工清除的方式。根据现场实际除砂效果分析，旋流除砂装置进出口压差控制在0.080.1MPa，每1h排砂1次，能够达到良好的效果。2.3.3 水力旋流除砂装置工作原理油砂分离的主要设备为水力旋流器，它主要是利用两种混合在一起但不互溶的

15、液体之间的密度差，在水力旋流器体内进行离心分离。其内液流模型如图2-5所示。图2-5水力旋流除砂器水力旋流除砂器是根据离心力场远大于重力场的原理发展起来的用于分离液体混合物的设备。液体沿切向进入旋流器时，在圆柱内产生高速旋转流场，混合物中密度大的组分在旋转流场的作用下同时沿轴向向下运动、沿径向向外运动，在到达锥体段沿器壁向下运动，并由底流口排出，这样就形成了外旋涡流场；密度小的组分向中心轴线调和运动，并在轴线中心形成一向上运动的内旋涡，然后由溢流口排出，这样就达到了两相分离的目的。2.4 沉降罐油水分离沉降分离主要是脱除以游离状态存在的水和破乳后的水，它根据油水密度差来实现油水分离。2.4.1

16、 沉降罐油水分离过程沉降罐是含水原油进行物理沉降分离的主要设备，其结构如图2-6所示。其主要有4个过程：（1）进液：油水混合物由入口管经配液管流入沉降罐罐底的水层内；（2）水洗：油水混合物向上通过水层时，由于水的表面张力较大，原油中的游离水、破乳后粒径较大的水滴、盐类和亲水固体杂质并入水层。水洗过程至油水界面处终止；（3）沉降：由于部分水从原油中分出，导致原油从油水界面处沿罐截面向上流动的速度减慢，为原油中较小粒径水滴的沉降创造了有利条件；（4）油、水流出：经沉降分离后的原油由中心集油槽和原油排出管流出沉降罐，污水经虹吸管由排水管排出。图2-6 沉降罐示意图沉降罐的油水界面过高会导致净化原油含

17、水升高，油水界面过低会导致污水含油升高。因而需要控制合理的油水界面才能使原油脱水工艺正常运行。 2.4.2 沉降罐负压排泥装置原理及运行参数负压排泥（砂）可以有效地解决沉降罐的出水水质差的问题，减轻了大罐频繁清罐的问题。负压排泥器排泥原理是在沉降罐的底部加装排泥器（结构如图2-7所示），排泥器应用了“水射器”的工作原理，每个排泥器上的“水射器”与四个吸盘连通。在沉降罐内均匀地布置吸盘，高速喷射的液体通过“水射器”产生负压，污泥通过吸盘被吸出沉降罐外，达到排泥的目的，吸出的污泥进入污泥浓缩罐或回收水池。图2-7负压排泥器结构图负压排泥器排泥工艺具有吸力强、吸泥量大、排泥相对均匀、排出液可利用出口

18、压力排至一定高度的浓缩罐中即低位可以向高位排泥等优点。负压排泥器在安装时，不用改变现有沉降罐的内部结构，安装简单、操作方便。所需助排压力低，采用原有冲泥管线和设备就能满足负压排泥的动力要求，不需另加设备。其运行参数为每座罐设置4组，每组9个排泥装置，单个排泥装置需要水量11.3m3/h，水压0.4MPa。罐内水静压力0.2MPa，给水压力0.6MPa。2.5 净化罐采收工艺2.5.1 采收工艺及参数确定净化罐高14.85m，安全液位11.512m，底部3.8m底油。其收油采用浮动式收油装置进行顶部收油。结合罐内各高度液位取样化验工作，确保收油含水率始终保持在交油含水指标下，提高了交油质量。该装

19、置的应用实现了净化油罐静态沉降脱水、连续出油、生产效率高，是特稠油、超稠油常压大罐沉降脱水适宜技术。其结构图如图2-8所示：图2-8 净化罐结构图2.6 提升工艺流程及设备2.6.1 综合泵房工艺流程综合泵房主要有回掺泵和提升泵两种泵，是原油外输和回掺水的压力提升主要设备。回掺泵用于将净化油罐脱出的底部集水抽出至一段沉降罐进口，以充分利用破乳剂药效和热能；提升泵用于将事故罐低含水油抽出，经掺蒸汽加热器升温后打回至净化油罐。工艺流程图如图2-9所示：图2-9综合泵房工艺流程图2.6.2 转油泵房工艺流程转油泵房的动力设备主要是装油泵和卸油泵两种泵。装油泵是将净化罐内合格净化油装至罐车运往30万吨

20、原油处理站；卸油泵是将油田单罐拉油卸至卸油罐，由卸油泵输至管汇间。工艺流程图如图2-10所示：图2-10 转油泵房工艺流程图2.7 加热工艺2.7.1 掺蒸汽加热特稠油处理站加热工艺采用的是原油一段导热油换热升温方式、二段掺蒸汽加热升温方式。一段导热油换热升温方式：为满足一段原油脱水温度，需要对来液温升10后进一段沉降脱水罐，一段沉降脱水罐脱出60%70%的游离水后利用大罐高差自流进7000m3原油缓冲罐，原油缓冲罐出低含水原油（含水20%30%）由泵提升经加热装置温升20后进入净化油罐进行二段沉降脱水。二段掺蒸汽加热升温方式：原油脱水采用二段热化学沉降脱水工艺，为进一步简化原油处理工艺，减少

21、操作及测控点，原油加热采用直接掺蒸汽加热的方式，即采用减压后的饱和蒸汽在原油进一、二段原油沉降罐之前进行掺蒸汽加热升温后进行热化学沉降脱水。但随着SAGD开发方式推广应用，进站来液温度将达到90以上，此时一、二段原油换热系统将停止运行。2.7.2 热媒炉加热原理热煤炉加热介质为热媒油，又称导热油，是一种热量的传递介质，具有加热均匀，调温和控制温度准确，能在低蒸汽压下产生高温，传热效果好，节能，输送和操作方便等特点。如图2-11所示，站内热煤管网回油通过提升泵提升后将回流介质打入加热炉进行再加热，形成的高温热介质输送到站内系统管网进行换热，防止稠油粘度的回升。主要为净化罐和工艺管网伴热保温。图2

22、-11 热煤加热间工艺流程图3 工艺参数分析原油脱水涉及到的参数很多，诸如来液（油）量、温度、加药浓度以及二段沉降时间等。任何参数的变化都会影响原油脱水效果。我们根据实际情况，对这些参数进行处理和分析，并且进行参数优化，使原油脱水能够经济、高效地运行。3.1 来液量及油量3.1.1 来液量和油量与加药浓度关系曲线根据2011年来液情况，统计来液量和油量与加药浓度关系曲线图如下图所示：图3-1 关系曲线从上图可以看出，平均来液量在12600t左右，最高来液量为16700t。9月份之前，来液量有波动，但总体趋势平稳；9月份由于开展上产工作，来液量增加，所以来液曲线呈上升趋势；由于油田来液量增加，为

23、了缩短原油沉降时间，破乳剂浓度有所增加。平均油量在2360t左右，最高油量为2840t，总体缓慢平稳上升。3.1.2 来液对原油脱水的影响上产工作开展之后，来液量增大，如果不及时提高油温，加大破乳剂投入量，则会造成脱水质量下降。同时，随着越来越多的新井投产，来液性质也有可能发生变化，这也会对原油脱水造成影响。3.2 温度温度是稠油破乳、提高脱水效果的一个重要因素，温度升高，稠油粘度降低，热膨胀使乳化膜强度削弱，促进水滴之间相互聚结。所以温度对稠油脱水的影响是很明显的。选择合理的脱水温度也是关键因素之一。3.2.1 来液温度统计了2011年的来液温度，曲线如下：图3-2 来液温度曲线从上图可以看

24、出，来液温度在85-95。一段原油脱水温度参照标准为80，由于来液温度比设计温度高，故在来液进沉降罐之前不需要进行一段掺热。由于特稠油联合站海拔位置略高，当沉降罐脱水温度超过99左右时，原油中的水将沸腾，在罐中汽化，会产生搅拌作用，会影响破乳剂的脱水效果。温度过高会导致游离水在罐内发生汽化，增大中间乳化层的厚度；由于西北地区昼夜温差大，水蒸气在罐内与外界温差下，发生冷凝作用，水珠落在油层上，导致含水升高；温度过低则会使破乳剂启动速度变慢。重检3来液温度较低（80-83），而重32来液温度较高（95-98），本站将两地区来液在进站前进行混合，这样满足了处理要求的温度。3.2.2 二段掺蒸汽温度从

25、提升泵出来低含水原油有一定的能量损失，温度会降低，影响原油脱水效果，因此需要掺蒸汽伴热管线给原油升温。收集了2011年二段掺蒸汽后油温度统计数据绘制的曲线图如下图所示：图3-3 二段掺蒸汽温度曲线图从上图我们可以看出，1月掺热温度波动较大。后面基本稳定在96-100左右。说明二段掺蒸汽温度控制在96-100能够保证原油脱水取得良好效果。经过掺蒸汽升温后，进入原油净化罐进行进一步脱水。净化罐脱水温度控制在95左右，原油在罐内沉降过程中会有一定的热损失，为了保证原油脱水，采用热媒炉间接加热方式保持罐温。3.2.3 温度对原油脱水的影响与温度有着直接联系的就是原油的粘度，温度降低，原油的粘度升高，这

26、将会导致原油的沉降速度降低。适当地提高温度能够降低油-水界面膜的机械强度，加快水底沉降的速度，同时提高温度能够使破乳剂活性增强，破乳剂分子能够较快地吸附到油水界面膜上，进一步提高化学破乳效果。3.3 来液压力油田来液全部汇入管汇间，系统基本压力在0.4MPa左右，能够达到运输来油的作用，减少掺蒸热加温降粘提高流速的损失，管道的建设尽量选择直线，减少弯头，从而减少截流和摩阻。3.4 加药浓度与含水率破乳剂浓度对原油脱水具有重要影响，它关系到净化原油的合格率。我们根据实际加药情况以及净化罐含水率绘制出关系图如下：图3-4 加药量与净化罐含水率关系图从上图可以看出，正相破乳剂加药浓度在190-240

27、ppm时，净化原油含水率在达到交油标准下最低。所以最佳加药浓度在190-240ppm。3.4.1 加药对原油脱水的影响加药浓度过低，则会导致脱水效率降低，不能满足生产要求；若加药浓度过量，则又会使脱水率增加的幅度减小，反而造成极大的浪费。所以我们应该根据实际情况投加破乳剂量。3.5 二段沉降时间沉降时间对原油脱水起着重要作用。随着沉降时间的延长，原油破乳，小水珠絮凝、聚结变成大水滴，分散的水滴合成水链下降，脱水率升高。3.5.1 沉降时间曲线我们统计了2011年全年二段沉降时间，并绘制成曲线图如下：图3-5 净化原油二段沉降合格时间变化图从图中我们可以知道，二段净化油自满罐后沉降合格时间均值在

28、46h左右，最长时间为127h。3.5.2 沉降时间与原油含水率根据实际情况绘制了沉降时间与原油含水率关系曲线如下：图3-6 沉降时间与含水率关系图上图显示，在相同沉降时间条件下，净化原油含水率具有一定的差别，这和加药浓度有关系，说明了加药量是影响原油脱水效果的重要因素之一。通过图中散点分布可以看出，在满足交油标准的条件下，二段沉降时间控制在25-50h为最佳。这样不仅缩短了沉降时间，同时也节约了能量，降低了脱水成本。3.5.3 沉降时间对原油脱水的影响沉降罐和净化油罐工作时都要保证足够的沉降时间，来液量过大时，如果缩短了沉降时间，会导致含水升高。长时间的沉降能够降低原油含水率，但是其降低量变

29、化很小，这样一方面会造成能量的浪费；另一方面，由于原油长时间占据净化油罐，使得后面来液无法进行净化，那么原油的年处理能力也将会降低。所以，合理控制沉降时间是非常重要的。4 掺柴油试验情况由于目前特一联处理能力超过100万吨，油田来液量大，所以开展掺柴油试验，分析掺柴对原油脱水的影响，为特一联扩建提供实时数据。4.1 室内掺柴降粘试验根据室内掺柴情况，分析了在不同温度、掺柴比条件下掺柴对降低原油粘度的影响，其结果如下表所示：表4-1 风100净化原油在不同温度、掺柴5%条件下的密度粘度实验结果表4-2 风100净化原油在不同温度、掺柴10%和15%条件下的密度粘度实验结果从表4-1可以看出，掺柴

30、5%与不掺柴相比，净化原油粘度下降了一半左右，说明掺柴对降低原油粘度起着重要作用；表4-2的结果显示，适当提高掺柴比，原油粘度进一步降低。4.2 室内掺柴油脱水试验我们在相同温度下，掺入不同比例的柴油，得到了以下数据： 表4-3掺5%柴油95不同加药量下风城油样室内破乳脱水试验结果 表4-4掺10%柴油95不同加药量下风城油样室内破乳脱水试验结果 表4-5掺15%柴油95不同加药量下风城油样室内破乳脱水试验结果从上面的室内破乳脱水试验结果可以看出：95时，不掺柴加药400mg/L沉降32h原油含水达到1.5%，掺柴10%加药200mg/L沉降12h原油含水达到1.5%，（原油含水44%）。掺柴

31、油对风城油样具有相对较好的脱水效果，可以缩短沉降时间，节约破乳剂用量。4.3 现场动态掺柴油试验情况特一联现场动态掺柴试验于3.23日开始进行空白样的收集和化验。主要有以下4个试验点：第1试验点：4月07号晚20点整开始，按5%的比例掺入柴油，加药量为200mg/L。(10天15小时)第2试验点：4月18号上午11点30分开始，加药量调整为150mg/L，掺柴比维持5%不变。(7天5小时)第3试验点：4月25号下午17点整开始，加药量调整为100mg/L，掺柴比维持5%不变。(7天15小时)第4试验点：5月03号上午8点整开始，掺柴比调整为8%，加药量维持100 mg/L不变。(预计8天)4.

32、3.1 掺柴前后粘度变化掺柴前后，沉降罐罐顶油样粘度以及提升泵出口油样粘度变化如图4-1和4-2所示：图4-1沉降罐罐顶油样粘度变化情况图4-2提升泵出口粘度变化曲线从图4-1可以看出，掺柴前粘度均值为503.7mPa.S（90），当掺柴比为5%时，沉降罐罐顶原油粘度从500mPa.S迅速下降到300mPa.S 以下；并且随着掺柴比的增加，原油粘度进一步降低，最后降至200mPa.S左右，整个过程原油粘度下降了60%左右，说明现场掺柴对原油降粘起着良好的作用。图4-2的数据结果显示，掺柴前，提升泵出口原油粘度平均在530mPa.S（90）左右，掺入5%比例的柴油后，原油粘度快速下降，后面掺入不

33、同比例的柴油后，虽有所波动，但总体呈下降趋势，最后稳定在200mPa.S左右。整个过程，原油粘度下降了62.3%左右。4.3.2 掺柴前后沉降罐和提升泵含水率根据现场掺柴油情况，绘制了掺柴油前后沉降罐和提升泵含水变化曲线图如下：图4-3 掺柴油前后沉降罐和提升泵含水变化曲线从图中可以看出：掺柴前提升泵出口油样含水的波动幅度较大（2%14%之间），含水均值约为5.92%，掺柴后波动幅度较小（约在2%5%之间），1#、2#、3#、4#、试验点含水均值分别为3.70%、2.90%、3.56%、1.5%，原油脱水系统运行更为平稳(注：4.27号4.30号期间站内倒污油，导致3#试验点含水增加)。4.3

34、.3 掺柴前后净化罐沉降时间根据1试验点的试验数据，得到净化罐沉降时间如下如所示：图4-4 掺柴前后净化罐沉降时间曲线从上图看出，1#试验点(掺柴5%、加药200mg/L)的沉降脱水速度比掺柴前有所提高，节省沉降时间约(18-14)/18=23%。（掺柴前的10组净化油罐沉降时间平均值为24.7h，1#试验点三组数据均值为17.6h。沉降速度平均加快了约25%）。根据2试验点的试验数据，得到净化罐沉降时间如下如所示：图4-5掺柴前后净化罐沉降时间曲线2#试验点(掺柴5%、加药150mg/L)的沉降速率与掺柴前(加药220mg/L)大致相同。但由于提升泵含水出口较低，所以沉降时间较掺柴前略有缩短

35、。(掺柴前的10组净化油罐沉降时间平均值为24.7h，2#试验点三组数据均值为18.7h。沉降速度平均加快了约21%）。4.3.4 掺柴前后破乳剂用量根据现场掺柴情况，绘制了掺柴前后加药量变化曲线如下图所示：图4-6 掺柴前后加药量变化曲线从图中可以看出，掺柴后，破乳剂用量呈递减趋势。同时，在掺柴5%条件下，将破乳剂用量从220mg/L降低到100mg/L，整个脱水系统正常运行，表明超稠油中掺入柴油后，混合原油的脱水难度有较大幅度的降低。4.3.5 掺柴后药剂成本掺柴后，正相破乳剂用量可以从220mg/L降低到100mg/L，加药量可节约120mg/L，原油处理系统节约运行成本分析如下表所示。

36、表4-6 原油处理系统节约运行成本分析表注：正相破乳剂价格1.8万元/吨根据表中的数据可以看出，掺柴油后，年加药量节约了一半左右，这对于减少原油脱水成本起到重要作用。5 结论与认识通过对原油脱水工艺流程的介绍及参数分析，主要有以下几点认识：1. 具有针对性的高效破乳剂对原油脱水起着重要作用，通过上面分析，目前加药浓度在190-240ppm比较合适。2. 风城稠油具有密度大、粘度高、含胶质沥青质含量高等特点，并且温度低于75时流动性差，所以处理温度必须控制在95左右。生产现场中来液温度控制在85-95、二段掺蒸汽温度控制在96100。3. 沉降时间直接关系到净化原油是否合格，长时间的沉降不仅原油

37、含水率降低量变化小，反而造成了能量的浪费，增加了投入资金。在保证其他运行参数平稳运行的条件下，净化罐沉降时间控制在25-50小时比较合适。4. 掺柴油的本质就是降低原油的粘度，同时缩短了二段沉降时间，加药量减少了一半左右，这对节约脱水成本、提高原油处理能力起到重要作用。5. 平稳的操作和严格的管理也是影响原油脱水效果的因素之一，同样应该予以重视。6 谢辞经过一年的实习，无论从最开始实习的采油二站还是到最后的生产技术科，自己在工作中都获益匪浅。从最开始跟着班组上的师傅到现场学习实际操作，到后来自己利用空余时间学习一些理论知识都得到了很多师傅的指导和帮助。本文是在指导老师胡新玉师傅的悉心指导和帮助

38、下完成的，从最开始的选题到后面论文的撰写，修改等都得到了胡师傅的中肯建议和帮助。在此特别感谢我的老师。同时，在做论文的过程中还得到了原油处理站刘俊德副站长，工艺所刘勇副所长，陈弘毅师傅的热心帮助，在此对他们表示真挚的感谢！7 参考文献1宁甲清，郭鹏宇，宋迎来.超稠油掺稀释剂脱水试验研究J.特种油气藏.1998(03)2 张鸿仁.油田原油脱水工艺技术(一)J.油气田地面工程.1985(01)3宁甲清，郭鹏宇，宋迎来. 超稠油掺稀释剂脱水试验研究J.特种油气藏.1998(03)作者简介:钟良,男,1988年6月出生，2011年7月毕业于西南石油大学石油工程专业。分别在乌尔禾采油站、风城二站、重大试验项目开发采油站、特稠油联合处理站以及生产技术科实习过。目前主要从事采油工艺方面的研究。联系电话：13579521057邮箱：zhongliang0623